精细研究优选措施，助力油田降本增效

摘要：油田开发后期，剩余油高度分散，措施潜力基础日渐薄弱，挖潜难度日益增大，各个区块都不同程度的增加了增产措施的作业量，油井的产油量得到了提高。但是，随之而来的是措施成本也不断增加，油田在产量上升的同时整体经济效益下滑。为此，优选措施，降本增效是目前油田开发管理的当务之急。在保证油田增产、稳产的前提下，确定开展优选措施，控制措施成本的研究，既提高了油田最终采收率，又提高了油田开发的经济合理性和稳定性，并且维持了油田正常的生产经营。

关键词：措施;剩余油;降本增效

1 A油田2019年措施实施情况

A油田2019上半年通过对措施工作量、措施结构、措施方案、措施运行的优化，共实施油井措施214井次，累计措施增油3.28万吨，累计发生费用7442万元，平均单井费用34.78万元。与去年同期对比措施工作量下降了18井次，措施增油增加了390吨，措施费用下降了439万元，平均单井费用下降了0.8万元。

2 影响油田增产措施效果的主要因素分析

2.1 措施井的地面环境

在不同的地面环境中，通常采用不同的增产措施。地理区位、地形、气候等都会对增产效果产生影响。

2.2油藏的类型

油藏有断块、稠油、低渗透等多种类型。不同的油藏类型，具有不同的地质特征，通常采用不同的驱油方式和增产措施。即使是同一增产措施，应用于不同的油藏类型，效果也会大相径庭。

2.3 流体的性质

原油粘度以及渗透率的差异决定了驱油方式不同。对于稠油有冷采、蒸汽吞吐、蒸汽驱、热水驱等驱油方式。在油田增产措施作业中，根据原油粘度和渗透率的差异，采用压裂、酸化、补层等不同的增产措施或措施组合。

2.4生产所处的阶段

油田开发要经历投产阶段、高产稳产阶段、产油量递减阶段、衰竭阶段四个阶段。随着油田开发的深入，在产量递减规律的作用下，增产措施作业量增加但是效果下降。

3 A油田增产措施实施面临的主要问题

在石油资源储量有限的情况下，经过长期的持续开发，可采储量采出程度高，剩余储量越来越少，分布不连续，挖潜难度大，A油田开发面临的主要问题有：

3.1地质条件恶化，新储量接替不足

在自然递减规律的作用下，油田年产油量递减。油藏储层物性差异大，层间干扰严重，储量动用不均衡。同时，后备储量不足，长期无新增储量接替。

3.2勘探开发难度加大，开发成本持续上升

油田开发进入高含水期，由于自然资源、技术水平、管理水平和配套设备等因素的限制，油田开发成本不断上升。油田开发后期，开发成本逐步上升与产油量递减之间形成了显著的剪刀差。其中，采用增产措施所造成的成本比重最大。

3.3设备老化，措施效果明显下降

随着油田的长期开发以及增产措施的持续采用，油井的套管、油管、气管、抽油杆以及井下工具遭到腐蚀，机械性能度变差，各类工具的老化、变形以及生产事故的發生，使油田在生产成本上升的同时，增产措施效果和效益明显下降。

4针对问题采用的主要做法

4.1深化低含油饱和度油藏认识，分小层直井单采挖潜

在深化低含油饱和度油藏机理的基础上，确定影响东二段油藏的低含油饱和度的因素为储层物性、构造因素以及剩余油分布的影响。针对这三点影响进行精细构造与地层对比，明确油水分布特征，对东二段油藏整体开展精细油藏描述。研究表明，东二段油水关系十分复杂，在纵向上划分多套油水系统，具有不同的油水界面。针对这一现状，在薄层难以部署水平井区域开展直井单采挖潜，以39-335井为例，对该井实施调层措施，初期日产油6.6吨，含水55.8%，累产油980吨。

4.2通过优化注汽方式，利用废弃直井挖掘剩余油

B区块东营组油层是一个依靠注水开发的普通稠油区块，由于构造破碎、含油井段长、储层非均质性强、油水关系异常复杂加之油水流度比大等多种因素的影响导致断块注水开发难度大，注水开发效果始终不理想。经过对油藏条件及原油性质分析，这类油藏比较适合蒸汽吞吐方式开发，为了节约成本，决定优选废弃直井进行注汽，截止到目前共优选70口油井进行过蒸汽吞吐开采，平均单井注汽量1108方。蒸汽吞吐前后对比，平均单井日产液量由6方上升到28方，日产油由1吨上升到5吨，平均单井蒸汽吞吐有效期内产油可达543吨，油汽比0.49。

4.3优选有利圈闭高部位实施油井压裂，挖潜锥间带剩余油

C区块储层裂缝较发育，在油藏西北部边底水比较活跃，南部边缘水体有限，在油田采取低部、底部注水的方式后，已形成了边底水向上及向东南推进的驱动格局。此时受边水和底水共同作用，油水重力分异明显，油水分布主要受构造位置高低因素控制，处在构造低部位和中部裂缝发育地带的油井，毛管力作用强烈造成储层含水，而处在油藏构造高部位的油井由于孔隙裂缝和储集空间的喉道都比较细小，储层含油，所以东南部高部位井区形成了一定的油气聚集，所以油藏高部位是剩余油挖潜的有利地区。通过反复分析对比，优选构造南部断层附近的11-13井实施压裂见到很好的增油效果，初期日产油6.6吨，含水62.3%，累产油980吨。

4.4寻找出水层位堵水，提高单井稳产能力

D区块以三角洲前缘沉积的分支河道、河口砂坝、分流间湾、前缘薄层砂等沉积微相为主，其砂体连通性较差。纵向上，区块层内非均质性严重，在开发过程中主要表现为高渗透带采出程度高，注入水推进速度快，水淹级别高;低渗透带采出程度低，注入水很难波及到，水驱油效率低。其次，层间均质性虽然好于层内均质性，但开发过程中，一些注水井因隔层薄或无隔层无法分注，注水井高、低渗透层间吸水不均匀，注入水以单层突进方式到达井底，引起油井高含水;同时抑制了其它层的生产。因此针对这一区块的开发，首先要找出出水层位，然后实施堵水措施。以29-11井为例，通过地层精细对比，结合动态监测资料，分析确定出水层位，采取封下采上的做法实施堵水，对比措施前日增油8.3吨，阶段累增油889吨。

参考文献：

[1] 董玉霞.油田开发过程中的增产措施探讨[J].化工设计通讯.2017（05）。

作者简介：

刘宏磊（1986-），男，辽宁省盘锦市，工程师，现从事油田开发工作。